| Состав основного оборудования | Расход пара (т/ч) | Установленная тепловая мощность (Гкал/час) | Располагаемая тепловая мощность (Гкал/ч) |
| 4хБКЗ-420-140 3хБКЗ-500-140 БКЗ-820-140
2хПТ-60-130 2хТ-175-130 Т-185-130 | 4х420 3х500 1х820 4000
2х387 2х745 1х785 3049 | 1709 в том числе: 1) отборы турбин- 139+139+270+270+280=1098 2)встроенные пучки – 44 3) РОУ — 567
| 1295 |
Разрывы между установленной и располагаемой тепловой мощностью определяются следующим:
- Сжигание непроектного для котлов ІІ очереди ( ст.№№ 5,6,7) азейского бурого угля привело к преждевременному износу конвективных поверхностей нагрева из-за повышенных относительно нормативных скоростей уходящих газов и высокоабразивных свойств золы данного топлива.
Указанием ОАО «Иркутскэнерго» установлены с 01.01.2000г. временные (до выполнения реконструкции котлов) ограничения паропроизводительности котлов БКЗ-500 до 0,75Дном.
Суммарное ограничение теплопроизводительности котельной по вышеуказанной причине составляет 223 Гкал/ч.
- С вводом котла БКЗ-820 (ст.№ 8) в промышленную эксплуатацию в 2003 году очевидно должно быть введено ограничение теплопроизводительности котельной по условиям работы которой дымовой трубы, пропускная способность по объемам дымовых газов рассчитана на работу 4 котлов по 500 т/ч (в настоящее время на трубу ст.№ 2 подключено 3 к.а. х 500 т/ч + 1 к.а. х 820 т/ч).
Величина ограничения тепловой мощности котельной по этой причине составляет 191 Гкал/ч.
Необходимо отметить, что использование на электростанции нескольких видов топлива, отличающихся по качеству и элементарному составу золы в условиях угольного склада, не обеспечивающего раздельное хранение топлива создает определенную проблему для котлоагрегатов БКЗ-420 (ст.№ 1 и 2 ), оборудованных мокрыми золоуловителями.
Доля ирша-бородинского угля в годовом потреблении топлива ТЭЦ изменяется в пределах 15-40%, в текущие моменты по вышеуказанной причине это соотношение может значительно изменяться и использование непроектного для к.а. ст.№ 1,2 ирша-бородинского угля приводит по условиям шлакования, недостаточной сушильной производительности СПП и определенных свойств золы к ограничениям паропроизводительности котлов, к резкому снижению рабочей компании газоочистных установок. Изложенные обстоятельства могут быть характерны и при сжигании углей Переясловского и Ирбейского месторождений.
На электростанции имеются ограничения тепловой мощности, носящие кратковременный характер и обусловленные рабочей тепловой схемой станции.
На основании анализа работы электростанции в различных тепловых и гидравлических режимах, обусловленных тепловой нагрузкой, составом включенного оборудования и его техническими возможностями, специалистами ТЭЦ и СибВНИПИэнергопрома (генпроектировщик) были сделаны следующие выводы:
Ряд вариантов рабочей тепловой схемы при определенном составе работающего оборудования приводит к «запиранию» установленной тепловой мощности на величину до 250-300 Гкал/ч (вариант с остановленной турбиной ст.№ 4 либо вариант с 2-мя остановленными т.а. ст.№№ 1,2).
Другие многочисленные варианты работы основного оборудования с выводом из эксплуатации теплофикационного оборудования (останов одной из турбин, бойлерных и насосных установок и пр.) позволяют использовать располагаемую тепловую мощность только при перебросе значительных количеств сетевой воды с одной водоподогревательной установки установки на другую, что усложняется поддерживанием разнотемпературного графика систем теплоснабжения. В этом случае также возможны ограничения тепловой мощности до 50 Гкал/ч.
Кроме того учитывая опыт эксплуатации необходимо отметить следующие «узкие» места в работе электростанции, связанные с теплоснабжением потребителей:
- Недостаточная емкость баков-аккумуляторов подпиточной воды относительно нормативной (фактическая суммарная емкость без учета БА ст.№ 2 составляет = 12 тыс. м3 при требуемой НТП 35 тыс.м3). Необходимо учесть и физический износ установленных неэнергетических баков-аккумуляторов ст.№ 1 и № 3 (БА ст.№ 2 заменен).
- Несовершенство заводской конструкции вакуумных деаэраторов системы подпиточной воды, не обеспечивающий необходимого качества деаэрации воды при расчетной производительности.
- Отсутствие достаточных поперечных связей по сетевой воде и пару, необходимость которых обострилась в связи с увеличением дефицита тепловой мощности и снижением потребности в выработке эл. энергии ТЭС, т.е. в связи с переходом на работу ТЭЦ в «котельном» режиме.
- Сложность выдачи тепла потребителям по разным температурным графикам в условиях значительных перетоков сетевой воды между бойлерными установками и отсутствия ТРУ.
- Наличие периодических нарушений в подаче необходимого количества исходной воды со стороны водоснабжающей организации (МП ВКХ), приводящим к нарушениям гидравлического режима систем теплоснабжения.
